一种凝析气藏气油比计算方法与流程

本发明涉及油气田开发领域，具体为一种凝析气藏气油比计算方法。

背景技术：

1、凝析气藏是一种特殊类型气藏，指的是在地层深处高温高压条件下处于气态，当气体经采到地面后，由于温度和压力降低，会从气体中凝结出液态石油，这种液态石油称为凝析油，气藏称为凝析气藏。气油比是凝析气藏在开采过程中一项非常重要的指标，反应的是每采出1t原油而伴随采出的天然气量(m3)。凝析气藏投入开发以前的气油比称为原始气油比，而气藏开采过程中的气油比称为生产气油比。

2、随着气藏开发，地层中凝析油被不断采出，凝析油含量会逐渐降低，意味着要采出1t原油就需要采出更多的天然气，即相对于原始气油比而言，气油比逐渐上升。对于注气开发的凝析气藏，由于注入干气对凝析气中重质组份的抽提作用，气藏的气油比也会逐渐上升，气油比的大小实质上反应了凝析气藏中剩余凝析油量和潜在的经济效益。因此，确定气油比的变化对于凝析气藏的开发至关重要，有利于及时调整气藏开发政策，如注气开发凝析气藏的气油比降低至一定程度后，再采用注气开发方式凝析油的采收率不再有明显提升，反而将大大降低气藏开发效益，进而将气藏调整为衰竭式开发。

3、对于一个即将投入开发的凝析气藏或开采中的凝析气藏，通常采用地面计量方式来核实气藏的气油比。其工作原理是，地下流体被采出后，利用地面分离器分离井流物分别得到油、气产量，从而计算出气油比，但该方法受计量设备精确度、分离器对油气分离不彻底(如气相带液，降低了凝析油产量，或液相带气，降低了天然气产量)、分离器无法深度脱烃等影响，得到的气油比与真实值有较大偏差，导致气藏储量计算不准，经济效益评价偏离实际。

4、凝析气藏投入开发前，通常会录取井筒静温静压梯度(简称静梯)来获取地层压力信息，尤其是当气藏投入开发以后，为了解地层压力变化，会录取大量的静温静压梯度资料。然而这些压力资料通常只用于折算气藏中深压力，其潜在价值却未得到充分利用。

技术实现思路

1、针对现有技术中存在的问题，本发明提供一种凝析气藏气油比计算方法，通过对已有动态监测资料的深度挖掘和利用，综合考虑了气藏温度、压力、井深、偏差系数、流体相对密度等参数，建立了井筒静温静压与气油比函数关系，通过求解偏微分方程和循环迭代得到气油比值，能够解决目前采用地面计量方式确定气油比的各种弊端，计算方法简便，计算结果准确可靠。

2、本发明是通过以下技术方案来实现：

3、一种凝析气藏气油比计算方法，包括以下步骤：

4、s1，将利用静梯测试获得的井底压力pws与利用假定的凝析气相相对密度γ′g获得的计算井底压力p′ws进行比较，获取合理的凝析气相相对密度γg；

5、s2，利用合理的凝析气相相对密度γg，进行气油比rgo的计算，计算公式为：

6、

7、式中，γg为凝析气相相对密度；

8、mo为凝析油相对分子量；

9、rgo为气油比；

10、γg为实测天然气相对密度；

11、ro为实测凝析油相对密度。

12、优选的，所述合理的凝析气相相对密度γg的获取方法为：将静梯测试获得的井底压力pws与假定的凝析气相相对密度γ′g获得的计算井底压力p′ws的绝对差值与给定误差ε进行比较，直至绝对差值小于给定误差ε，此时的假定的凝析气相相对密度γ′g即为合理的凝析气相相对密度γg。

13、优选的，所述给定误差ε的取值为0.01mpa。

14、优选的，所述计算井底压力p′ws的步骤如下：

15、s11，利用井口或起点的参数和假定的凝析气相相对密度γ′g计算上段油管末点压力pms及上段油管末点的中间参数ims；

16、s12，利用上段油管末点压力pms、上段油管末点的中间参数ims和假定的凝析气相相对密度γ′g计算下段油管末点压力pws1；当井底压力pws与计算井底压力p′ws的绝对差值小于给定误差ε时，下段油管末点压力pws1等于合理的凝析气相相对密度γg获得的计算井底压力p′ws。

17、优选的，在s11中，所述上段油管末点压力pms的表达式为：

18、

19、式中，pts——实测井口压力或某起始深度处压力；

20、h——井口至井底深度或起点至终点的深度；

21、ims——表示上段油管末点的中间参数；

22、its——表示井口或起点的中间参数。

23、优选的，所述上段油管末点的中间参数ims的表达式为：

24、

25、式中，zms——表示凝析气偏差因子；

26、tms——表示上段油管末点的温度；

27、pms——表示上段油管末点的压力。

28、优选的，所述井口或起点的中间参数its的表达式为：

29、

30、式中，zts——表示凝析气偏差因子；

31、tts——表示井口或起点的温度；

32、pts——表示井口或起点的压力。

33、优选的，所述下段油管压力pws1的表达式为：

34、

35、式中，h——表示

36、iws——表示下段油管末点的中间参数。

37、优选的，所述下段油管末点的中间参数iws的表达式为：

38、

39、式中，zws——表示凝析气偏差因子；

40、tws——表示下段油管末点的温度；

41、pws——表示下段油管末点的压力。

42、优选的，所述凝析油相对分子量mo的计算公式为：

43、

44、与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

45、本发明采用的凝析气藏气油比计算方法有严格的理论推导基础，去除了人为因素干扰及计量和分离装置自身弊端等影响，可靠性高，计算速度快，数据真实可靠，能有效指导生产调整；能够解决目前采用地面计量方式确定气油比的各种弊端，计算方法简便，计算结果准确可靠。

46、本发明通过对静梯的深度挖掘，综合考虑了气藏温度、压力、井深、偏差系数、流体相对密度等参数，建立了井筒静温静压与气油比函数关系，通过求解偏微分方程和循环迭代得到气油比值。

技术特征：

1.一种凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，所述合理的凝析气相相对密度γg的获取方法为：将井底压力pws与计算井底压力p′ws的绝对差值与给定误差ε进行比较，直至绝对差值小于给定误差ε，此时的假定的凝析气相相对密度γ′g即为合理的凝析气相相对密度γg。

3.根据权利要求2所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，所述给定误差ε的取值为0.01mpa。

4.根据权利要求2所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，所述计算井底压力p′ws的步骤如下：

5.根据权利要求4所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，在s11中，所述上段油管末点压力pms的表达式为：

6.根据权利要求5所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，所述上段油管末点的中间参数ims的表达式为：

7.根据权利要求5所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，所述井口或起点的中间参数its的表达式为：

8.根据权利要求5所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，所述下段油管压力pws1的表达式为：

9.根据权利要求8所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，所述下段油管末点的中间参数iws的表达式为：

10.根据权利要求1所述的凝析气藏气油比计算方法，其特征在于，所述凝析油相对分子量mo的计算公式为：

技术总结
本发明涉及油气田开发领域，尤其涉及一种凝析气藏气油比计算方法，包括以下步骤：S1，将利用静梯测试获得的井底压力P<subgt;ws</subgt;与利用假定的凝析气相相对密度γ′<subgt;G</subgt;获得的计算井底压力P′<subgt;ws</subgt;进行比较，获取合理的凝析气相相对密度γ<subgt;G</subgt;；S2，利用合理的凝析气相相对密度γ<subgt;G</subgt;，进行气油比R<subgt;go</subgt;的计算。本发明采用的凝析气藏气油比计算方法有严格的理论推导基础，去除了人为因素干扰及计量和分离装置自身弊端等影响，可靠性高，计算速度快，数据真实可靠，能有效指导生产调整；能够解决目前采用地面计量方式确定气油比的各种弊端，计算方法简便，计算结果准确可靠。

技术研发人员：李原杰,王洪峰,廖发明,宿晓斌,梁治东,贾伟
受保护的技术使用者：中国石油天然气股份有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/1/13